4.Medicion Estatica

DIRIGIDO A:

� Personal técnico y profesional que se encuentren laborando y en el área de medición.

MEDICION ESTATICA Y CALIBRACION DE ELEMENTOS DE

INSPECCION

CURSOCURSOCURSOCURSOCURSOCURSOCURSOCURSOEN MEDICIEN MEDICIEN MEDICIEN MEDICIEN MEDICIEN MEDICIEN MEDICIEN MEDICIÓÓÓÓÓÓÓÓN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROSN DE HIDROCARBUROS

DIRIGIDO A:

� Personal técnico y profesional que se encuentren laborando y en el área de medición.

InstructorInstructor

FREDDY RAFAEL MENGUAL ESCUDERO , Ingeniero Químico, Msc Ingeniería Química. Auditor líder ISO 9001:2000. Director Técnico de Saybolt de Colombia Limitada durante 13 años. Experiencia en el campo de medición de petróleo, LPG y gas desde 1989. Capacitado en Calibración de Probadores, por la empresa Meter Engineers, Inc., de los Estados Unidos. Capacitado en medición estática, dinámica y calibración de medidores por Saybolt Safety & Training. Durante su vida profesional ha calibrado más de 100 probadores en el país. Y ha certificado los medidores de Ocensa en Coveñas y Vasconia. Ha dictado seminarios y cursos de entrenamiento a personal operativo y directivo de Empresas petroleras en Colombia sobre temas de medición, transferencia de custodia y aseguramiento de calidad. Experiencia en procesos de auditorias sobre operaciones de transferencia, muestreo y análisis de LPG, muestreo en cabeza de pozos para determinar inventarios.

CONTENIDO

PARTE I – MEDICION ESTATICA1 – TANQUES DE ALMACENAMIENTO2 – TERMINOLOGIA SOBRE MEDICION ESTATICA3 -- NORMAS APLICABLES4 – EQUIPO DE MEDICION5 – MEDICION DEL NIVEL DE CRUDO6 – MEDICION DEL AGUA LIBRE7 – MEDICION DE TEMPERATURA8 – MUESTREO MANUAL9 – LIQUIDACION DE CANTIDADES

PARTE II – CALIBRACION DEL EQUIPO DE MEDICION1 – CALIBRACION DE CINTAS2 – CALIBRACION DE TERMOMETROS PET3 – CALIBRACION DE TERMOMETROS DE MERCURIO

La medición estática es aquella en la cual la cuantificación de las cantidades se realizan midiendo el nivel de liquido contenido en los tanques de almacenamiento mediante medición manual con cinta, y sin necesidad del uso de dispositivos medidores de líquidos.

La medida del nivel de liquido puede también obtenerse con medición automática, mediante sistemas Saab u otros, en la que se tiene un conocimiento casi instantáneo del nivel de líquido.

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA

ALCANCEALCANCE

• Describe los procedimientos estándares para medición de petróleo líquido y sus derivados en diferentes tipos de tanques, contenedores y recipientes de transporte.

• Presenta además las técnicas y procedimientos estandarizados para los procesos de medición estática, sus rutinas de campo y cálculo, el origen y uso de los factores de corrección aplicables.

• Presenta la interpretación y uso correcto de las tablas de aforo, para cualquier tipo de tanques.

FUNDAMENTOS Y NORMASFUNDAMENTOS Y NORMAS

� API MPMS CAPITULO 3 TANK GAUGINGSection 1A “Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum

Products”Section 1B—Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank GaugingSection 3—Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging

� API MPMS CHAPTER 7.TEMPERATURE DETERMINATION� CHAPTER 8-SAMPLING

Section 1 -Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and PetroleumProductsSection 3-Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum

and Petroleum Products� API CHAPTER 12 – CALCULATION OF PETROLEUM QUANTITIES

Section 1 – Calculation of Static Petroleum QuantitiesPart 1 – Upright Cylindrical Tanks and Marine vessels.

� Textos varios sobre el tema

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Es un deposito o Bodega utilizado para almacenar líquidos y gases

Sirven para proteger el producto de las contaminaciones y disminuyen las perdidas.

CLASIFICACION DE LOS CLASIFICACION DE LOS TANQUES

POR SU FORMA

� Cilíndrico con techo cónico

� Cilíndrico con fondo y tapa cóncava

� Cilíndrico con techo flotante

� Cilíndrico con membrana flotante

� Esféricos

POR EL PRODUCTO ALMACENADO

� Para Crudos� Para Derivados o

Refinados� Para Residuos

CLASIFICACION DE LOS CLASIFICACION DE LOS TANQUES

T A N Q U E C IL IN D R IC O C O N T E C H O C O N IC O

T A N Q U E C IL IN D R IC O C O N T E C H O F L O T A N T E

T A N Q U E C IL IN D R IC O C O N T A P A S C O N C A V A S

T A N Q U E C IL IN D R IC O C O N M E M B R A N A F L O T A N T E

T A N Q U E E S F E R IC O

M a n u a l.p p t

USO DE LOS USO DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA

TANQUES CILINDRICOS CON TECHO CONICO: Se usan generalmente para almacenar productos que tengan una presión de vapor baja, es decir aquellos que no tienen tendencia a producir vapores a la temperatura ambienteTANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS : Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente

TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE : Se asemeja en su construcción a los tanques cilíndricos de techo cónico con la diferencia que su tapa superior o techo, flota sobre el producto que se almacena ; es decir, se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel, la presión dentro de estos tanques corresponde a la atmosférica

En estos tanques se disminuyen las pérdidas por evaporación

TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE : Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto

TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI

USO DE LOS USO DE LOS TANQUES SEGÚN PRODUCTO

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios díasLos tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Ejemplo, para propano y butano se usan tanques esféricos; para Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

CARACTERISTICAS DE LOS TANQUESCARACTERISTICAS DE LOS TANQUES

• Se construyen de planchas de Acero • Deben ser calibrados antes de ponerse en servicios

para obtener las tablas de aforo• Deben tener una escotilla de Medición• Deben tener sistemas de Venteos• Deben tener líneas de entrada y salida del producto• Deben tener líneas de Drenajes• Deben tener agitadores dependiendo del producto que

se va almacenar

TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICATERMINOLOGIA DE MEDICION ESTATICA

• Escotilla de Medición : es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las mediciones

• Punto de Referencia : Es un punto en la escotilla de medición que indique la posición desde donde se medirá

• Punto de Medición : Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias.

• Plato de Medición : Un plato localizado bajo la escotilla de medición y donde se encuentra el punto de medición.

• Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo del tanque hasta la marca de referencia

• Corte : es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha por el material que se esta midiendo

• Cinta de Medición : es la cinta de acero, graduada, usada para la medición de un producto en un tanque

• Pesa: es la pesa ( Plomada) adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración

• Zona Crítica : Es la distancia entre el punto donde el techo flotante esta apoyado en sus soportes normales y el punto donde el techo esta flotando libremente

• Medida a Fondo : Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la superficie del líquido hasta el punto de medición.

• Medición en Vació : Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque

•Regla de medición : Es la regla graduada unida a la cinta de medición que facilita la medida

•Pasta indicadora de producto : Es la pasta que contiene un producto químico, el cual cambia de color cuando se pone en contacto un producto especifico

•Agua en suspensión : Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente dispersa como pequeñas góticas.

•Agua Libre : es el agua que existe como capa separada del hidrocarburo ( típicamente abajo del petróleo, en el fondo del tanque)

•Agua disuelta : Es el agua contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a una temperatura determinada

• Sedimentos suspendidos : Son los sólidos no hidrocarburos presentes dentro del petróleo pero no en solución

• Sedimento de fondo : Son los sólidos no hidrocarburos presente en el tanque como capa separada en el fondo.

• Volumen total observado : es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo o refinado

• Volumen bruto observado : Es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua disuelta, en suspensión y sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo, medido a la temperatura y presión presente en el crudo

• Volumen neto observado : Es el volumen de petróleo o producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el crudo o refinado

• Volumen estándar bruto : Es el volumen del petróleo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre y sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar ( 15 °C y 1.01325 bares)

• Volumen estándar neto : es el volumen del petróleo excluyendo agua total y sedimento total, calculados a condiciones estándar ( 15 °c y 1.01325 bares )

• Volumen total Calculado : Es el volumen estándar bruto más el agua libre medida a la temperatura y presión presente ( este concepto es particularmente útil cuando se comparan cifras de buques después del cargue )

• Densidad de petróleo seco : Es la densidad a condiciones estándar del volumen total de petróleo transferido o medido excluyendo agua total y sedimento total.

MEDICION ESTATICA MANUALMEDICION ESTATICA MANUAL

Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios

Medición a Vacío . Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido

Medición a Fondo . Determina directamente la altura del líquido

EQUIPO DE MEDICIONEQUIPO DE MEDICION

• Cinta para Medición a Vacío : Esta tiene el “ cero “ de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular

• Cinta para Medición a Fondo : Esta cinta tiene el “ Cero “en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminanada en un cono

CINTAS DE MEDICIONCINTAS DE MEDICION

TERMOMETROSTERMOMETROS

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICA

TOMAMUESTRASTOMAMUESTRAS

TOMAMUESTRAS TIPO BEAKERUsados para tomar muestras puntuales, corridas y a todos los niveles.Deben ser pesados para facilitar la inmersión

TOMAMUESTRAS DE ZONAExclusivos para tomar muestras puntuales, pues son recipientes cilíndricosque facilitan su cierre en el sitio escogido. Ejemplos son el muestreador tipoladrón y el de flotador.

TOMAMUESTRAS DE FONDOExclusivo para tomar muestras desde 1.25 cm del fondo

TOMAMUESTRASTOMAMUESTRAS

Medida Inicial. Llamada también de apertura del tanque, es la medida realizada antes de cualquier operación de entrega o recibo de un tanque.

Medida final. Llamada también medida de cierre. Es la medida efectuada después de la operación de recibo o despacho del tanque.

DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUESDESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES

� Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta:

� Antes de tomar medidas de un tanque, las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques o sistemas.

�En tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismas personas deben llevar a cabo ambas mediciones.

� Se debe evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta.

� Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.

�Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo.

DESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUESDESARROLLO DE LA MEDICION DE TANQUES

� Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.

� No deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada como resultado del desgaste y la corrosión.

� Se debe cambiar la plomada y las cintas de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

� Cuando un tanque deja de recibir producto debe dejarse transcurrir tiempo suficiente

para que los gases y aire disueltos se liberen y así poderlo medir correctamente.

MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTOMEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO

La medición del nivel de crudo puede realizarse de dos maneras:

MEDICION MANUAL. Es la que se ejecuta con ayuda de cinta y plomadas de medición.

MEDICION AUTOMATICA. Es la medida realizada con la ayuda de dispositivos mecánicos o electrónicos instalados en el tanque, que permiten observar en forma continua, o casi continua, la altura de liquido en el tanque de almacenamiento.

MEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTOMEDICION DEL NIVEL DE PRODUCTO

Oil Layer

FREE WATER LAYER

REFERENCEGAUGEHEIGHT

INNAGE

ULLAGE

REFERENCE GAUGE POINT

TANK BOTTOM OR DATUM PLATE

Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios

Medición a Vacío . Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido

Medición a Fondo . Determina directamente la altura del líquido

MEDICION MANUAL DEL NIVEL DE PRODUCTOMEDICION MANUAL DEL NIVEL DE PRODUCTO

MEDICION AL VACIOMEDICION AL VACIO

Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta.

Nivel = Alt. de ref. (BM) – corte de la cinta – Corte en la Plomada

Es fundamental que el punto de referencia este fijo y plenamente determinado, así como claramente escrito sobre el techo del tanque. Las medidas a vacío solo son confiables si existe un programa de verificación frecuente de la altura de referencia; por ser esta ultima, un dato fundamental en la operación matemática.

MEDICION AL VACIOMEDICION AL VACIOEl procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es elsiguiente:

• Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando telemetría, para usar esta información como dato guía.

(Registrar dicha información en la libreta).

• Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su libreta

• Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido

• Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la cinta con el punto de referencia del tanque

• Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de medición

• Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la plomada.

• Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.

• Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase 1 mm.

• Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.

• En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 milímetros, se sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente el fluido haya estado en reposo entre una o dos horas dependiendo del fluido.

PUNTO DE REFERENCIA

Corte del producto En la plomada NIVEL DE PRODUCTO

H H refref

NivelNivel

CintaCinta

MEDICION A FONDOMEDICION A FONDO

Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del liquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición.En la medida a fondo se obtiene la altura del liquido en forma directa.En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de coloración en la interfase.

� Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del tanque respectivo.

� Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los numero de la escala.

� Abrir la boquilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición.

� La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos ( Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).

� Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura observada es igual o tiene una diferencia de +/- 3mm, respecto al valor de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido en la cinta.

� Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido.

� Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm.

� Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm.

� Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres.

� En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.

Altura de referencia

Nivel de líquido Altura de producto

En la medida a fondo se obtiene el volumen de liquido en una forma directa.

En la medida a Vació el volumen se tiene en forma indirecta.

DIFERENCIAS ENTRE LA MEDIDA A VACIO Y FONDO

MEDICION DE AGUA LIBREMEDICION DE AGUA LIBRE

• El agua libre se mide utilizando el procedimiento de medición a fondo, para lo cual es necesario el uso de pasta de corte de agua, la cual será untada en la plomada en dos lados opuestos de ella, al lado de las marcas de la plomada, la cual debe quedar libre.

• Cuando la altura de agua excede la altura de la plomada, el agua libre puede ser medida aplicando en la cinta una capa de pasta de agua, o también puede medirse al vacío, o usando una pesa mas grande de 45 cm.

MEDICION DE AGUA LIBREMEDICION DE AGUA LIBRE

Water PasteApplied

Water Cut2-1/2 inches

Height of Spotted Areaabout 1-1/2 inches

Reading Free Water CutReading Free Water Cut

MEDICION DE AGUA LIBREMEDICION DE AGUA LIBRETIEMPO DE INMERSITIEMPO DE INMERSIÓÓN N

1 a 5 minutosCrudos y productos viscosos

10 segundosGasolina, kerosene y otros ligeros

Tiempo de inmersiónProducto almacenado

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUEERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE

• Tabla de aforo.• Expansión por cabeza de líquido• Movimiento del fondo• Tubo de medición• Cambios en el punto de referencia• Movimiento del plato de fondo• Incrustaciones en paredes• Expansión térmica

• Existencias de fugas• Desplazamientos de líneas• Mezcladores de liquido• Drenado• Espumas e inertes• Escotilla de medición• Desplazamiento del techo• Mediciones de temperatura y muestreo

ERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICIONERRORES OPERATIVOS EN LA MEDICION

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURA

Para la medición de la temperatura en un tanque se deben utilizar termómetros con columnas de mercurio de inmersión total con escala graduada en 1 °F y con precisión de ± 0.5 °F grabada en la columna de vidri o

Igualmente se puede medir con equipos electrónicos, como el Termoprober, obteniéndose mediciones hasta de 0.1 °F y repetibilidad de ± 0.1 °F

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAPROCEDIMIENTO DE LECTURA EN TERMOMETROS DE VIDRIOPROCEDIMIENTO DE LECTURA EN TERMOMETROS DE VIDRIO

Deben graduarse en incrementos de 1 °F (0.5 °C)• Se debe inspeccionar el termómetro para verificar que la

columna de mercurio no se ha separado• Ajustar la cajuela con el termómetro a una cinta de

medición y bajarlo al nivel deseado según la tabla No 1, y de acuerdo al numero de mediciones a realizar.

• El tiempo de inmersión será el de la tabla No 2• Después de alcanzar el tiempo de inmersión suba el

termómetro y léalo lo mas rápidamente posible con aproximación del 1 °F

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAPROCEDIMIENTO DE LECTURAPROCEDIMIENTO DE LECTURA

• Cuando saque el termómetro, la copa debe estar completamente llena y así debe mantenerse durante la lectura.

• La lectura debe hacerse dentro de la escotilla de medición para evitar el efecto de las corrientes de aire

• Lea la temperatura lo mas preciso posible, según la aproximación dada por el termómetro, y evitando errores de paralaje teniendo el termómetro a la altura de los ojos, y los errores de apreciación leyendo los valores por encima y por debajo de la columna de mercurio.

MEDICION DE TEMPERATURA. MEDICION DE TEMPERATURA.

U P P E R

M ID D L E

L O W E R

4 7 '0 6 "

6 '0 0 -1 /2 "

4 1 '-0 5 -1 /2 "3 6 '-0 3 "

U P P E R

M ID D L E

L O W E R

4 5 '1 0 "

2 0 '-0 5 "

2 5 '-0 5 "

3 0 '-0 6 "

U P P E R

M ID D L E

L O W E R

4 7 '0 6 "

2 9 '-0 4 -1 /2 "

1 8 '-0 1 -1 /2 "

3 6 '-0 3 "

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURATOMA DE LECTURAS (Tabla No 1) TOMA DE LECTURAS (Tabla No 1)

Mitad de la profundidad del liquido

1≤ 3 m (10 Pie)

Alto, medio y bajo3> 3 m (10 Pie)

NIVELES DE MEDICIONNIVELES DE MEDICIONNUMERO MINIMO DE NUMERO MINIMO DE MEDIDASMEDIDAS

PROFUNDIDAD DEL PROFUNDIDAD DEL LIQUIDOLIQUIDO

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURATIEMPO DE INMERSION (Tabla No 2)TIEMPO DE INMERSION (Tabla No 2)

8045<20

452020-29

251230-39

15540-49

105>50

EstacionarioEn movimiento

INMERSIÓN RECOMENDADA (MINUTOS)

API @ 60ºF

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAMEDICION CON PETMEDICION CON PET

Los termómetros electrónicos deben graduarse en incrementos mínimos de 0.1 °F o 0.1 °C

• Se debe verificar la exactitud del termómetro frente a uno de mercurio o frente a la Temp. ambiente.

• Verifique el exterior de la sonda para asegurarse que estélimpia y no contamine el producto

• Ajuste firmemente el cable de tierra del PET a la compuerta del tanque

• Baje la sonda del PET al nivel deseado según la tabla No 1

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURAMEDICION CON PETMEDICION CON PET

Levantar y bajar la sonda lentamente aproximadamente 1 pies por encima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión. Tabla No 3

Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de ± 0.2 °F ( 0.1 °C) durante 30 se g, léala y regístrela con aproximación de 0.5 °F. Si s e toman temperaturas a diferentes niveles, registre la lectura de cada una y promedie redondeando el resultado final con aproximación de 0.5 °F

MEDICION DE TEMPERATURAMEDICION DE TEMPERATURATIEMPO DE INMERSION DEL PET (Tabla No 3)TIEMPO DE INMERSION DEL PET (Tabla No 3)

5 Segundos30 Segundos>40

30 Segundos45 Segundos20-40

30 Segundos75 Segundos< 20

ESTACIONARIOEN MOVIMIENTOAPI@ 60ºF

MUESTREOMUESTREODefinición de Muestra:

Es una porción extraída desde el volumen total de líquido contenido en el tanque, que puede contener o no todos los constituyentes en la misma proporción presentes en el volumen total

Naturalmente, las muestras puntuales en la superficie, superior,mitad y fondo tendrán valores similares de acuerdo con la precisión utilizada en los ensayos de laboratorio correspondiente

Muestra representativaEs una porción de muestra extraída desde el volumen total, y que contiene los constituyentes en la misma proporción de aquel

TIPOS DE MUESTREO

• Muestreo Automático o Dinámico

• Muestreo Manual

MUESTREO AUTOMATICOTipo de muestreo que utiliza un dispositivo para extraer una muestra representativa del líquido que fluye por una tubería. Este equipo consta de una sonda, un extractor de muestras, un medidor de flujo, un controlador y un recipiente de muestras

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUAL

Es el que se realiza manualmente sin la ayuda de dispositivos automáticos para la recolección de la muestra.

Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos de Muestreos.

• Muestra de Nivel

• Muestra Corrida

INTERFASE

MUESTREO MANUAL EN TANQUE

QUE MUESTRA TOMA USTED?

Inferior

Superior

EQUIPOS DE MUESTREO MANUALEQUIPOS DE MUESTREO MANUAL

Bottom Sampler: Bomb-typeBottom Sampler: Bomb-type

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMUESTRA A TDODOS LOS NIVELES (UNA VIA)MUESTRA A TDODOS LOS NIVELES (UNA VIA)

Baje la botella taponada, o recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel de extracción

Retire el tapón de la línea y levante la botella a una rata uniforme de tal manera que ésta se encuentre aproximadamente 3/4 llena después que sale del líquido.

Para productos livianos o tanques profundos, se pueden necesitar una abertura restringida, que evite el llenado de la botella.

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMUESTRA CORRIDA (DOS VIAS)MUESTRA CORRIDA (DOS VIAS)

Baje la botella sin tapón, o el recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel del fondo de la conexión de salida, o sección de línea flexible.

Levante la botella o el recipiente hacia la parte superior del aceite a una rata de velocidad uniforme de tal manera que se encuentre aproximadamente 3/4 llena cuando se extraiga del aceite

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIORMUESTRA SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR

Una muestra superior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio superior del tanque.

Una muestra intermedia es una muestra localizada tomada en la mitad del contenido del tanque (un punto situado a la mitad entre los tercios superior e inferior del tanque)

Una muestra inferior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio inferior del tanque

Muestra aleatoria.Es la que se toma en un cabezal en un momento determinado durante la operación de bombeo

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALPRECAUCIONES DE MUESTREOPRECAUCIONES DE MUESTREO

� Asegurarse que la muestra sea representativa� Seguir precauciones para cada productos (crudo, gasolinas, alcohol, etc )� Evitar inhalar vapores situándose de espaldas a la corrientes de aire� No usar objeto metálico capaz de generar chispas� Agitar la muestra antes de transvasar� Al trasvasar muestras volátiles se invertirá el toma muestras sobre el porta muestras

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALCONSIDERACIONES DE MUESTREOCONSIDERACIONES DE MUESTREO

� La clase de análisis indicará el cuidado del muestreo� Al tomar varios tipos de muestra siga la secuencia: superficie, tope, cima, medio, inferior, todos los niveles, fondo, corrida� Asegurarse de la limpieza del muestreador� Minimizar la operación de trasvasado� El muestreo será previo a la medición de crudo, agua libre y temperatura

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALMANEJO DE MUESTRASMANEJO DE MUESTRAS

� Al muestrear productos volátiles, el muestreador será el mismo portamuestras. Inmediatamente la muestra debe refrigerarse� Muestras sensibles a la luz usaran portamuestras oscuros� Se dejará suficiente espacio libre en el portamuestras� Rotular siempre la muestra incluyendo: producto, propietario, sitio donde se tomó, fecha, hora, tipo de muestra� El portamuestras se mantendrá bien tapado y alejado de la luz y calor

MUESTREO MANUALMUESTREO MANUALTOMA DE MUESTRA PUNTUALTOMA DE MUESTRA PUNTUAL

SiSiSiMas de 4.5 m

SiSiSiDe 3 a 4.5 m

-Si-Menos de 3 m

-Si-MENOS DE 1000 Bbls

FONDOMEDIOCIMA

NUMERO DE MUESTRAS REQUERIDASCAPACIDAD DEL TANQUEO NIVEL DE LIQUIDO

LIQUIDACION DE CANTIDADESLIQUIDACION DE CANTIDADES

Se utiliza para determinar el volumen real que tiene un tanque de almacenamiento, deduciendo el efecto que produce la temperatura y el agua en suspensión

LIQUIDACION DE CANTIDADES LIQUIDACION DE CANTIDADES PROCEDIMIENTOPROCEDIMIENTO

� Nivel de líquido Observada

� Nivel de agua libre Observada

�Temperatura del líquido ºF Observada

�Temperatura ambiente ºF Observada

�Temperatura de la lámina del tanque ºF Por cálculo

�Gravedad API @ 60ºF Análisis

�Porcentaje de agua y sedimento(%BS&W) Análisis

� Volumen total observado (TOV) Tabla de aforo

� Agua libre (FW) Tabla de aforo� Volumen bruto observado (GOV) = (TOV-FR) Cálculo

�Factor de corrección por la temperaturade la pared (CTSh) Cálculo

� Ajuste del techo flotante (FRA) Cálculo

� Factor de Corrección por Temperatura en el Líquido (CTL ó VCF) tabla 6A/6B

�Volumen Bruto Estándar (GSV) = (GOV*CTSh±FRA)*CTL

� Factor de Corrección por Agua y Sedimento(CS&W) = (1-%BSW/100)� Volumen Estándar Neto(NSV) = GSV*CS&W

Los estándares nacionales e internacionales recomiendan para medir la cantidad y calidad de crudo fiscalizado y/o transferencia en custodia el siguiente procedimiento

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUESFACTORE DE CORRECCION CTLFACTORE DE CORRECCION CTL

El Factor de corrección se puede obtener por formul a, con la siguiente ecuación:

CTL = EXP [-K*(T-60)*(1 + 0.8*K*(T-60)]

Para CRUDO : K=341.0957/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H 2O a 60°F) 2

Para JET 1A: K=330.301/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F) 2

Para ACPM: K= (103.8720+(0.2701/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2

Para Gasolina: K= (192.4571+(0.2438/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUESAJUSTES POR TECHO FLOTANTEAJUSTES POR TECHO FLOTANTE

Procedimiento• Obtener de la tabla 5A el API Observado, con la información de API a

60°F y la Temperatura del tanque °F• Calcular la diferencia entre el API observado y el API de referencia

que aparece en la tabla de aforo• La diferencia anterior se multiplica por una constante de corrección

por unidad de volumen (Cv) suministrada en la tabla de aforo, que puede ser negativo o positivo según el API de referencia

• Corrección por techo = (API referencia – API observado) * Cv

MEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICAMEDICION ESTATICALIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUES

AJUSTES POR TEMPERATURA DE LAMINAAJUSTES POR TEMPERATURA DE LAMINA

Se puede obtener directamente a través de la la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o mediante la formula:

CTSh = 1 + 12.4E-06*∆TS+4.0E-09* ∆2TS

TS = ((7*TL)+Ta)/8TL = Temperatura de la lamina∆TS = (TS-60) °F

CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales

NIVELES DE DISCRIMINACION

XXX.X5Temperatura º C

XX.XXX% S&WXXX.XTemperatura º F

X.XXXXXFactor CSW

X.XXXXXXFactor CtshXXX.XXXMetric tons

X.XXXXFactor CTLXXX.XXXXLong tons

X.XXXXDensidad relativaXXX.XXBarriles

XXX.XGravedad APIXXX.XXGalones

DECIMALESUNIDADESDECIMALESUNIDADES

LIQUIDACION DE TANQUESLIQUIDACION DE TANQUESANALISIS DE PARETTOANALISIS DE PARETTO

Condiciones supuestas

[ TOVVolúmen total observado a las condiciones del producto.

1% 0,98% 100º F, 30º API 24 82%

FWV ]Volúmen del agua libre que se encuentra en una fase distinta a la fase del crudo.

1% 0,10%FWV < 10%

TOV2 8%

VCF Ó 1% en T 0,04% 100º F, 30º API 1 3%

CTL1% en

Densidad0,08% 100º F, 30º API 2 7%

NSV Volúmen neto de petróleo crudo a 60º F y 0º PSI. 100%

Factor de corrección de volúmen por temperatura

SEVERIDAD RELATIVA DE LAS VARIABLES DE MEDICION ESTATICA

Severidad Relativa

Análisis Pareto% Error en la variable % Error en la medición

DEFINICION

IMPACTO

1. Fuga de 1. Toma de temperatura: livianos por Procedimiento, Equipo, calentamiento Práctica metrológica,

Operación.

1. Fuga de livianos por calentamiento

PERDIDAS EN MEDICION ESTATICACAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA - ANALISIS DE PARETO

PERDIDAS FISICAS PERDIDAS DE MEDICION

TOV, 78%

CTL Ó VCF, 3%

Densidad, 7 %

FWV, 8%

1. Evaporación.2. Mezclas de productos.3. Fugas por roturas de tanques y/o líneas.4. Robos.

1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas.2. Equipos de medición.3. Procedimientos4. Práctica metrológica.4. Operación.

1. Cambio de agua por producto - operación.2. Cambio de agua por producto - robos.

1. Muestreo: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación.2. Ensayo analítico: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación.

1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas.2. Equipos de medición.3. Procedimientos4. Práctica metrológica.4. Operación.

PERDIDAS EN MEDIDON ESTATICAPERDIDAS EN MEDIDON ESTATICA

CALIBRACION DE EQUIPOS DE CALIBRACION DE EQUIPOS DE

INSPECCIONINSPECCION

CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION INFORMACION GENERALINFORMACION GENERAL

� Verificar las cintas de calibración antes de cada uso y verificar que estén en buen estado.

� Realizar verificación a la cinta de campo y a los termómetros.� Todas las cintas de trabajo debe verificarse antes de cada uso

inicial y por lo menos una vez cada año. Esto se hace por comparación frente a una cinta master, utilizando el método horizontal o vertical, de acuerdo al API MPMS Capitulo 3.1 A.

� Todas las cintas de trabajo deben verificarse antes de cada uso para determinar que sean legibles y estén libres de anillos, curvaturas o empalmes.

CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE CINTASCALIBRACION DE CINTAS

� Existen dos métodos para la calibración de cinta:

1. Procedimiento por el método de comparación horizontal con una cinta Master.

2. Procedimiento por el método de comparación vertical con una cinta Master.

SujetadorSujetador

Tensor roscaTensor rosca

TensiometroTensiometro

� METODO DE COMPARACION HORIZONTAL

- El equipo consta de los siguientes elementos:- Plataforma con sujetador para cinta y plomada.- Escuadra.- Escala de acero ( en milímetros) soportada en un tablero.- Dos tensiómetros.- Dos tensores roscados para permitir tensionamiento.- Enganche giratorio.

- La cinta de trabajo y la cinta máster deben estar libres de torceduras, dobleces y uniones.- Se confirma el certificado y el número de serie de la cinta máster.- La plomada y la cinta se comparan directamente, a lo largo de sus respectivas extensiones, haciendo que tanto la cinta de trabajo como la cinta master vayan fijadas a sus correspondientes plomadas.- Se chequea la cinta y la plomada para descartar daños, números repetidos o ilegibles, enroscaduras, plomadas desgastadas.- El tensiómetro utilizado debe tener una exactitud de ± 0.1 Psi.

- Las cintas se remueven completamente de sus carretes y se colocan sobre una superficie plana como un corredor, parqueadero, etc. - La superficie de prueba debe estar completamente al sol o completamente a la sombra. - La cinta a calibrar debe ser hecha del mismo material de la Cinta máster y debe tener la misma sección transversal.- La cinta máster se coloca paralela a la cinta de trabajo separada por una distancia constante de 1” a 1 1/4” a lo largo de su longitud total. Es muy importante que se mantengan paralelas.- Se aseguran las dos plomadas de la cinta en la plataforma con el sujetador.

- Se asegura la parte final de las cintas a sus respectivos tensiómetros y éstos a su vez a los tensores roscados. Estos últimos se fijan a un soporte.- Se mueve la plataforma de tal manera que las cintas queden completamente extendidas.- Se tensionan los tornillos tensores para aplicar 10 libras de presión a cada cinta, observada en los tensiómetros.- Igual tensión a ambas cintas, es más importante que la cantidad de tensión aplicada.

- Se ajustan las cintas, a la escala milimétrica y al tablero, de tal manera que estén exactamente paralelas en el primer punto de prueba.- Se registra el espacio entre las dos cintas para que el espacio en los otros puntos de prueba sea el mismo.- Se rechequean las presiones en los tensiómetros y se ajustan, si es necesario antes de tomar las lecturas.- No se deben mover o alterar las cintas o la escala milimétrica durante las operaciones.

- Mueva la escala en unos pocos milímetros en ambas direcciones y repita la rutina de medición detallada antes.

- Registre estas lecturas como la segunda prueba.- Repita la rutina de medición de nuevo y registre las lecturas

como la tercera prueba.- Libere la tensión en ambas cintas y repita la tensión a ambas

cintas.

Cuatro puntos de prueba se deben comparar en cada cinta, severificará la longitud total, más tres puntos adicionales a lo largode ellas.

-Calcule la longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba usando la siguiente ecuación:

L= S + K* [ (Sumatoria B- Sumatoria A)/3]L= S + (K/3) * (Sumatoria B-Sumatoria A)

Donde: L= Longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba.S= Longitud certificada de la Cinta Patrón en el punto de prueba.

K=Factor de conversión: Unidades de la Cinta/ unidades de la escala;K= 0.00328084 ft/mmK/3= 0.0010936 (Para las tres lecturas)

Sumatoria de A= Suma de las lecturas de la escala para la cinta Patrón.

Sumatoria de B= Suma de las lecturas de la escala para la cinta de trabajo.

3.0 mm - 1/8 - 0.01 Pies - 0.01%30 Metros-100 Pies

2.3 mm – 3/32”- 0.0075 Pies - 0.01%23 Metros-75 Pies

2.0 mm - 5/64” - 0.0066 Pies - 0.01%20 Metros-66 Pies

1.5 mm - 1/6” - 0.005 Pies - 0.01%15 Metros-50 Pies

0 mm - 1/32” - 0.0025 Pies - 0.01 %8 Metros-25 Pies

ExactitudLongitud de la cinta

VARIACIONES PERMISIBLES EN CINTASVARIACIONES PERMISIBLES EN CINTAS

Calcule y registre B-A para cada prueba. Entonces registre el rango R de Valores (Del más alto al más bajo), por ejemplo:Longitud certificada de la Cinta Master (S) = 100.001 ft.

Lectura A Lectura B (B-A) Rango (R)Prueba 1: 25.5 mm 28.0 mm 2.5mmPrueba 2: 27.0 mm 29.0 mm 2.0mm 1mmPrueba 3: 29.0 mm 32.0 mm 3.0mm

Sumatoria A=81.5 mm B=89.0 mm

L= S+ 0.0010936* (Suma B-Suma A) = 100.0092 ft.

� METODO DE COMPARACION VERTICAL

- La comparación de la cinta master con la cinta de trabajo puede ser realizada en posición vertical. Ambas cintas deberán sujetarse en condiciones similares a aquellas normales de operación.- Suspenda ambas cintas del lado de un tanque o de otro sitio en donde las cintas puedan colocarse por lado y lado.- El sitio seleccionado debe estar libre de viento, ya que podría descalibrar la cinta con el movimiento.- Sujete los extremos superiores de ambos lados de la cintas asegurándose que el incremento de la medida de las cintas estéseparado por 4 a 5 mm. La tensión es suministrada por las plomadas.

- Use la escala milimétrica y la escuadra, utilizando el mismo procedimiento de comparación horizontal. Sólo una prueba se necesita en este método.

- La misma ecuación anterior se utiliza para calcular la verdadera longitud de la cinta de trabajo.

CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS PETCALIBRACI0N DE TERMOMETROS PET

� Verificación de la Exactitud

Procedimiento en laboratorio.

Una vez por año . Compare los termómetros y realice de tres lecturas, a tres o más temperaturas, utilizando un termómetro máster certificado. La variación debe estar +/-0.5ºF en cada temperatura.

Registre los termómetros, el numero de serie y todos los otros datos requeridos en el registro de calibración de equipos.

Procedimiento en laboratorio.

Una vez cada mes . Compare las lecturas de los termómetros a 5 ºF debajo de la posible lectura más alta (Max. 212ºF) y el punto de hielo de un termómetro de vidrio máster certificado.

La variación debe ser menor de 0.5 ºF en cada temperatura de prueba.

Procedimiento de campo:

Antes de cada uso . Compare la lectura del termómetro de trabajo con un termómetro de mercurio master certificado en un baño a temperatura constante.

Si la lectura varia en 1ºF o más, ajuste el equipo de acuerdo a las instrucciones del fabricante y recalíbrelo siguiendo el procedimiento de laboratorio descrito anteriormente.

CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACION DE EQUIPOS DE INSPECCION CALIBRACI0N DE TERMOMETROS DE MERCURIOCALIBRACI0N DE TERMOMETROS DE MERCURIO

- Los termómetros de mercurio-vidrio deben chequearse antes de su uso inicial, o por lo menos una vez cada año en el laboratorio.- Los termómetros de campo deben verificarse ante de cada

uso y por lo menos una vez al mes.- Si la columna de mercurio está fraccionada o se sospecha otro daño en el termómetro, éste debe recalibrarse en el laboratorio antes de ser usado en el campo

�Verificación de la Exactitud

Procedimiento de laboratorio:

- Compare los termómetros frente a las lecturas de los termómetros master certificados en tres temperaturas diferentes: una en el tercio más bajo, otra en el tercio medio y la ultima en el tercio superior del rango del termómetro.

- Rechace el termómetro si la variación en cualquier tercio del termómetro es ± 0.5ºC.

Prueba de campo antes de cada usoExamine el termómetro antes de cada uso. No use cualquier termómetro que tenga la columna de mercurio separada, ógrabaciones ilegibles y/ó rotura del vidrio.

Prueba de campo una vez por mesColoque los termómetros de trabajo de lado a lado de un termómetro master certificado y déjelos quieto por lo menos durante 30 minutos. Tome lecturas y rechace el termómetro si la variación es superior a 0.5°C.

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4.Medicion Estatica

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